Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии 


Техническая характеристика обсадных труб NW




Параметры Значения
Наружный диаметр трубы, мм 88,9
Толщина стенки трубы, мм 6,35
Масса 1 м трубы, кг 12,8
Длина трубы, мм 1500, 3000

 

Спуско-подъемные операции (СПО) с бурильной колонной проводятся для смены коронок. Бурильные трубы спускают и поднимают свечами. Свинчивание и развинчивание бурильных труб в процессе СПО производится станком или вручную. Для поднятия керна используется овершот.

Исходя из дальнейших работ на Дукатском месторождении, а именно бурение глубоких скважин и разработки карьера, а так же, что не маловажно, исходя из проектных глубин скважин, диаметра и способа бурения для производства работ, затрат мощности на собственно бурение, применяется буровая установка Boart Longyear LF-90С (рис. 2.3 и табл.2.7).

Таблица 2.7

Техническая характеристика установки Boart Longyear LF-90С

Параметр Значение
Номинальная глубина бурения, м: BRQHP/BQ BRQLW/BQTK NRQHP/NQ/NQ2" NRQHP с высадкой HRQHP/HQ HRQHP с высадкой HWT/PQ  
Силовая установка:     - максимальная мощность: - паспортная частота вращения: - рабочий объем: Дизельный двигатель Cummins 6BTA5.9 L с водяным охлаждением, турбонаддувом и охлаждением воздуха. 200 л.с. / 149 кВт 2200 об/мин 5,9 л.
Номинальные значения частоты вращения: - 1 передача - 2 передача - 3 передача - 4 передача Частота вращения, (об/мин.)/ Моменты (Нм) 122-199/5322-3254 246-400/2648-1620 439-714/1486-908 769-1250/849-520
Главный насос:   Производительность: Максимальное давление: Вторичный насос: Производительность: Максимальное давление: Вспомогательный насос: Производительность: Максимальное давление: Вращатель Проходной шпиндель: Привод вращателя:   Механическая трансмиссия: Гидропатрон:     Смазка вращателя: Аксиально-поршневой Parker, с регулируемой производительностью, системой определения нагрузки, компенсатором давления и вспомогательной системой низкого давления   165 л/мин 31 МПа   64 л/мин 21 МПа   42 л/мин 14 МПа   Внутренний диаметр 127 мм Гидромотор Rexroth с изменяемой скоростью 4х ступенчатая коробка передач Funk Открывается гидравликой, закрывается пружинами. Осевая удерживающая способность 222,4 кН Принудительная смазка подшипников, масляная ванна для редуктора и внешний отстойник.
Характеристика гидромотора Rexroth Потребляемый расход Мощность при давление 300 бар Крутящий момент Масса   49-160 л/мин 26 – 93,3 кВт 25 – 5570 Нм 2,5 кг
Характеристика бурового насоса W11 Производительность: Давление: Вес:   132 л/мин 6,9 МПа 259,5 кг
Мачта и система подачи Ход вращателя: Скорость подачи: Усилие подачи вверх: Усилие подачи вниз: Длина свечи: Угол забуривания:   3,35 м Регулируемая, быстрая, медленная. 111,793 кН 58,957 кН 6 метров от 450 к горизонту до 900нисходящие  
Грузоподъемные механизмы Главная лебедка: Нагрузка на крюк: Характеристика троса: Лебедка ССК: Тяговое усилие: Характеристика троса:   KPL16 грузоподъёмностью 7 258 кг 7258 кг Диаметр 16 мм и длина 23 метра   993 кг Штампованный трос диаметром 4,8 мм
Вес снаряженного станка: 5656 кг

 

 

 

Рис.2.3. буровая установка Boart Longyear LF-90.

 

В состав установки входят: 6-ти цилиндровый дизельный двигатель Cummins 6BTA с объемом двигателя 5,9 л, гидравлический модуль, грузоподъемные механизмы с канатами, вращатель с гидропатроном PQ, топливный бак на 190 л, трубодержатель, буровой насос W11, миксер для приготовления бурового раствора (максимальная скорость при полном потоке 2300 об/мин).

Таблица 2.8

Техническая характеристика насосной установки W11

Подача, л/мин До 132
Давление нагнетания, МПа До 6,9
Число плунжеров
Двигатель привода насоса: От гидросистемы станка
Габариты насоса, мм  
длина
ширина
высота
Масса насоса, кг 259,5

 

Технология бурения

Выбор промывочной жидкости

Одним из основных факторов, определяющих эффективность бурения скважин в разнообразных горно-геологических условиях, является выбор промывочного агента и его параметров, это позволяет оптимизировать технологию промывки скважин.



Выбор типа промывочной жидкости определяется геолого-техническими условиями бурения, составом и свойствами проходимых пород, способом бурения, опытом буровых работ.

При бурении интервала от 0 до 10 м применяем сжатый воздух.

При бурении интервала от 10 до 92 м применяем пену. Плотность ρ=400 - 500 кг/м3. Свойства промывочной жидкости планируется регулироваться в процессе бурения.

При бурении интервала от 92 до 200 м в качестве промывочной жидкости используем полимерный раствор: техническая вода+0,15%ГПАА+0,2%Ксантановая ксислота+ противоморозная добавка 6,5%NaCl.

Эти добавки являются биоразлагаемыми, их характеристики приведены в табл.2.9.

 

 

Таблица 2.9

Химические добавки

Тип Основное назначение Преимущества Типовой расход Форма Примечания
Superfoam Сильное пенообразование Отлично удаляет буровой шлам. Стабилизирует глину и слабосвязанные породы. Допускает применение соленой воды. Полностью совместим с другими полимерными добавками. 3-7 л/м3 жидкость Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный
ГПАА Повышение стабильности ствола скважины.   Легко смешивается с минерализоаванной водой при минимальном сдвиге. Эффективная стабилизация глин и сланцев при более низкой вязкости. Обеспечивает высокую смазывающую способность. Не ферментируется. Разрушается химическим способом при добавлении отбеливателя гипохлорита натрия. 0,1-0,2 кг/м3 порошок Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный
Ксантановая кислота структурообразователь буровых растворов на водной основе, как пресных, так и сильно минерализованных. Регулирует реологические свойства (пластическая вязкость, ДНС, СНС) буровых растворов, придает им высокую удерживающую и выносящую способность. 0,1-0,3 кг/м3 порошок Био-разлагаемый. Не загряз-няющий Нетоксичный

 

Расчет режимных параметров бурения

Основными режимными параметрами при вращательном способе бурения скважин комплексами ССК являются:

Число оборотов в минуту, n

Скорость бурения, (м/ч)

Частота вращения /Скорость проходки (об/см.)

Максимальное усилие подачи, (кН)

Расход очистного агента, (л/мин)

 

Проектирование режимов бурения импрегнированным башмаком

Интервал 0-10 м (под направление) будет пройден алмазной коронкой НQ Alpha 04диаметром 93 мм.

Рекомендуемая осевая нагрузка – Pос = 420 даН

Частота вращения для данного интервала принимается 112 об/мин, так как это минимальная частота для данной буровой установки.

Расход сжатого воздуха Q=1,15 м3/мин.

Проектирование режимов алмазного бурения:

Бурение на интервале 10-65 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

(2.1)

где D и d соответственно наружный и внутренний диаметры коронки, м;

V – средняя окружная скорость коронки, принимаем V=3-4 м/с.

=930 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

(2.2)

- удельная нагрузка на квадратный сантиметр алмазной импрегнированной коронки H/см2.

Удельная осевая нагрузка для импрегнированных алмазных коронок рекомендуется брать в диапазоне – 600-1500 Н/см2

=600 [Н/см2 ]

- площадь рабочей поверхности см2.

- наружный диаметр, см.

d- внутренний диаметр, см.

[кН]

3. Количество промывочной жидкости: так как на данном интервале осуществляется промывка пеной то получаем два определяющих параметра: расход воздуха и расход жидкости.

.

Бурение на интервале 65-92 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1026 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=650 [Н/см2 ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости: так как на данном интервале осуществляется промывка пеной то получаем два определяющих параметра: расход воздуха и расход жидкости.

.

Бурение на интервале 92-103 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 06 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1150 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=700 [Н/см2 ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости:

 

- удельный расход жидкости, л/мин на 1 см диаметра коронки.

- диаметр коронки в см.

 

Бурение на интервале 103-185 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit 07 диаметром 75,4 мм.

Так, как бурение ведется по полезному ископаемому, уменьшаем режимные параметры на 30%.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1080 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ:

=800 Н/см2

кН

3. Количество промывочной жидкости:

Бурение на интервале 185-200 м производится импрегнированной алмазной коронкой серии NQ Alpha Bit Abrasive 07 диаметром 75,4 мм.

1.Частота вращения (n), об/мин:

=1243 об/мин

2.Осевая нагрузка на ПРИ, кН:

=800 [Н/см2 ]

[кН]

3. Количество промывочной жидкости:

Таблица 2.11

Технологические режимы

Тип ПРИ Интервал, м Dнар,мм Dвн, мм Р,кН n,об/мин Q,л/мин;м3/мин
HQ Alpha 04 0-10 - 1,15
NQ Alpha Bit Abrasive06   13-65 75,4 47,5 10-12; 0,7-1,08
NQ Alpha Bit Abrasive 06     65-92 75,4 47,5 12; 1,08
NQ Alpha Bit Abrasive 07 92-107 75,4 47,5
NQ Alpha Bit Abrasive 07 107-185 75,4 47,5
NQ Alpha Bit Abrasive 07 185-200   75,4 47,5
               

Проверочные расчеты

Расчет потребной мощности для бурения на предельную глубину

Мощность двигателя, расходуемая в процессе собственно бурения, складывается из трех основных составляющих:

, (2.3)

где,Nz – мощность, расходуемая на забое скважины;Nт - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине;

При бурении алмазными коронками:

, (2.4)

где, Р – осевая нагрузка, даН;

n – частота вращения коронки, об/мин;

Dср - средний диаметр коронки, м (Dср=(75,4+47,5)/2=61,4 мм);

кВт.

Nт - мощность на вращение колонны бурильных труб в скважине складывается из двух составляющих: Nхв– мощности на холостое вращение колонны бурильных труб в скважине и Nдоп – дополнительной мощности, затрачиваемой на вращение сжатой части бурильной колонны.

Рассчитаем границу раздела зон частот вращения колонны бурильных труб:

(2.5)

где, d - наружный диаметр бурильных труб, м; d - радиальный зазор,

d=(D-d)/2=(0,076-0,07)/2=0,003 м, где D-диаметр скважины, м.

При высоких частотах вращения колонны бурильных труб при n>n0 (1200>508), формула Л.Г. Буркина:

; (2.6)

[кВт],

где kc – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости, kc= 1; q – масса 1 м бурильной колонны, q = 7,6 кг/м; δ – радиальный зазор, δ = 0,003 м; d– наружный диаметр бурильных труб, d = 0,07 м; L – глубина скважины, L =200 м.

(2.7)

кВт.

; (2.8)

кВт.

Следовательно, Nб=23,57+21,6= 45,17 кВт.

Проверим на крутящий момент для данной передачи, максимально возможный крутящий момент М=519 Н·м. Крутящий момент, необходимый для вращения колонны, рассчитывается по формуле:

, (2.9)

Н·м < 519 Н·м

Крутящий момент при частоте вращения 1250 об/мин равен = 326 Н.м. Исходя из технических характеристик гидродвигателя Boart Longyear LF-90, на предельной глубине бурение с использованием выбранного оборудования, инструмента и режимных параметров осуществимо.

 

Определение давления нагнетания насоса

Определим потребное давление в насосе на максимальную глубину скважины 200 м при конечном диаметре 76 мм. Промывка осуществляется низкотемпературостойким полимерным раствором с = 1040 кг/м3. Количество Промывочной жидкости Q = 40 л/мин = 0,00067 м3

Общее потребное давление, которое должен развивать насос:

, (2.10)

где k - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважины, образовании сальников и т.п. (k= 1,3 - 1,5);P1 - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, бурильных трубах, МПа; P2 - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в соединениях бурильной колонны, МПа не рассчитывается так, как используется соединение труба в трубу; P3 - давление на преодоление сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины, МПа; P4 - давление на преодоление сопротивлений в колонковом снаряде, коронке или долоте, МПа.

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе.

, (2.11)

где, ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м3, ρ=1040 кг/м3; d1 – внутренний диаметр бурильных труб, м, d1= 0,06м; l – длина колонны бурильных труб, м, l=L-lкол=200-4=196 м; – скорость нисходящего потока промывочной жидкости, м/с:

(2.12)

[м/с];

 

λ1 – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления

(по формуле А. Д. Альтшуля):

, (2.13)

где, кШ- гидравлическая или эквивалентная шероховатость, кШ=0,05.10-3;

Rе – параметр Рейнольдса:

, (2.14)

где, Dэ – эквивалентный диаметр канала потока, м, Dэ=d1=0,06; -кинематическая вязкость промывочной жидкости ( =1 10-6 м2/с)[1];

;

;

lэ – эквивалентная длина бурильных труб, потери давления на которой приравниваются к потерям давления в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, м:

, (2.15)

где lш – длина шланга, lш=10 м; lс – длина сальника, lс=0,4 м; dш – диаметр шланга, dш=0,038м; dс – диаметр сальника, dс=0,03 м.

м,

Р1 = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины.

, (2.16)

где, ρ1 – плотность промывочной жидкости, обогащенной шламом, кг/м3,

ρ1= 1050 кг/м3;Dэ – эквивалентный диаметр канала потока, Dэ=Dc-d=0,076-0,07=0,006м;

- скорость восходящего потока, м/с:

, (2.17)

где F - площадь сечения кольцевого пространства скважины:

м2, (2.18)

м/с;

кр – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины:

,

;

, (2.19)

Р3 = МПа

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений в колонковом снаряде и коронке, как правило, не рассчитывается, а принимается на основании практических данных в зависимости от длины колонкового снаряда, наличия керна, расхода и свойств промывочной жидкости. Для практических расчетов можно принимать р4 =0,35 МПа.

Общее потребное давление, которое должен развивать насос.

МПа

Таким образом, общее потребное давление, которое должен развивать насос, будет 1,001 МПа < 6,9 МПа, что соответствует возможностям насоса W11 при подаче 40 л/мин.

Расчет колоны бурильных труб на прочность

Цель задания - определение напряжений у устья скважи­ны при аварийном извлечении бурового снаряда из скважины.

1. Длина сжатой части колонны:

(2.12)

где Р - осевая нагрузка, Н; q - масса 1 м колонны бурильных труб, кг/м; - плотность промывочного агента, кг/м3 ; - плотность материала труб, кг/м3. Для стали = 7,85 ·103 кг/м3.

 

Вес, растягивающий колонну бурильных труб в процессе бурения:

(2.21)

где L - глубина скважины, м; - средний зенитный угол скважины, = 90°; -коэффициент трения бурильных труб о породу, = 0,3.

 

2. Напряжения растяжения в верхнем сечении у устья по формуле:

, (2.22)

где, F - площадь сечения кольцевого пространства скважины;

[Па] =13,6 МПа.

 

3. Касательные напряжения:

,

где, - полярный момент сопротивления кручению:

м3,

- максимальный крутящий момент 5322 Н*м

МПа.

7. Коэффициент запаса прочности у устья скважины при действии статических нагрузок:

(2.23)

где =568 МПа – предел текучести при растяжении.

Данные расчета показывают, что при бурении напряжения, возникающие в бурильных трубах, не выходят за пределы допустимых значений. Следовательно, при работе колонны обрывы не предполагаются или будут минимальны.

 

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

«Обоснование свойств и разработка рецептуры бурового раствора для устранения и предотвращения осложнений при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты».

 

Актуальность темы

Буровые работы проводятся на месторождении Дукат, в области распространения многолетнемерзлых пород, в этих условиях как показывает практика, возникает большое количество осложнений, приводящих к авариям. На борьбу с осложнениями затрачивается в среднем до 20 – 25% календарного времени. Это выдвигает проблему предупреждения осложнений и борьбы с ними как весьма актуальную.

Главной причиной всех осложнений является нарушение целостности многолетнемерзлых пород, цементирующим материалом которых является лед, в результате теплового, эрозионного и физико-химического взаимодействия с циркулирующей промывочной средой.

Самый эффективный способ предотвращения осложнений возникающих в процессе бурения в ММП, является грамотный выбор состава и качественных характеристик промывочной среды, способной как сохранять целостность ствола скважины, так и иметь достаточную выносную способность.

 





Рекомендуемые страницы:


Читайте также:



Последнее изменение этой страницы: 2016-04-10; Просмотров: 1370; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2021 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.075 с.) Главная | Обратная связь